CIGS日中専門家ワークショップ：地球温暖化長期戦略と実現の道筋, 2019 年9月5日(木)

日本の低炭素電力システムと原子力の役割Low-carbon Power System & the Role of Nuclear in Japan

小宮山 涼一 (東京大学 大学院工学系研究科 原子力国際専攻)Ryoichi Komiyama, Associate Professor, Department of Nuclear Engineering & Management, The University of Tokyo

原子力を取巻くエネルギー・環境問題

地球環境問題への対応温室効果ガス排出削減(2050年80%削減)に向けた対応強化

再生可能エネルギーの大量導入電力需給の変動への対応(調整力の確保、電力貯蔵他)

電力市場の自由化原子力の新増設、運転維持の不確実性の高まり

エネルギーセキュリティ不確実性を増す国際エネルギー情勢

2

-5-3-113579

111315

発電出力

[100万

W]

連系線潮流出力制御(太陽光)出力制御(風力)揚水(放電)揚水(充電)太陽光風力火力バイオマス水力地熱原子力電力負荷

電力需給運用(九州、日本)

九州電力の需給運用(2018年10月11日～17日)

10月11日(木) 10月12日(金) 10月13日(土) 10月14日(日) 10月15日(月) 10月16日(火) 10月17日(水)

再エネのコスト低下により、太陽光発電が急速に拡大。日本のPV導入量(2018年): 45百万kW 九州電力は2018年10/13(土)、14(日)に太陽光出力制御を本土で初めて実施(10/13→約40万kWの出力抑制)再エネ賦課金(2018年度): 2.4兆円 (PV未稼働分の稼働等でさらに1.3～1.6兆円増加の可能性)

(出所) 九州電力需給情報を基に作成3

4

卸電力価格の動向 (3/18～3/24, 2019)太陽光発電等の影響により昼間の価格が夜間より安くなることも→ ベースロード電源としての原子力の経済性への影響は？

（出所）日本卸電力取引所 (JEPX)

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2

4

6

8

10

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円/k

Wh

時刻

3月18日

3月19日

3月20日

3月21日

3月22日

3月23日

3月24日

5

日本の2050年長期エネルギー需給見通し(日立・東大ラボ*)

蓄電池(NAS/Li-ion)

最終技術

動力

ボイラ

加熱他産業

粗鋼

圧延

その他

鉄鋼

動力

キルンセメント

動力

ボイラ

紙パルプ

動力

ボイラ

加熱化学

原料

冷房

暖房

給湯

厨房

トラック

鉄道

航空

海運

動力他

乗用車

鉄道

家庭

/業務

海運

航空

CO2排出

運輸貨物

原料炭

一般炭

運輸旅客

原油

LNGウラン

水力

バイオマス

風力

太陽光

黒液

地熱

ジェット燃料

ナフサ

ガソリン

エネルギー源

灯油

軽油

重油

揚水

LPガス

風力

PV地熱

水力

バイオマス

石油火力

LNG(ST/CC)石炭火力

原子力

発電・電力貯蔵技術

石炭製品製造

石油精製

都市ガス製造

転換技術

都市ガス

水素

熱

電力

灯油

ナフサ

ガソリン

LPガス

石炭

重油

軽油

エネルギーキャリア

コークス

送配技術

一次エネルギー

CCS

水素

二次エネルギー

エネルギー技術選択モデル**

輸入水素(CO2フリー)

水素発電

FCV(旅客)

FCV(貨物)

水電解

電力

回収CO2

水素

DAC

大気CO2

熱FIRES

電力

都市ガス 貯留

メタン製造 都市ガス

輸入アンモニア(CO2フリー) アンモニア発電

エネルギー技術

ﾒﾀﾉｰﾙ製造 MTGガソリン

産業ボイラ

蓄熱発電

ﾒﾀﾉｰﾙ自動車

水蒸気改質

産業・発電での回収

洋上風力発電

(熱)

新技術のモデル化** (水素、燃料電池自動車、蓄熱発電、大気中CO2直接回収、メタネーション、アンモニア等)

*日立・東大ラボ「Society5.0を支える電力システムの実現に向けて」第2版, http://www.ht-lab.ducr.u-tokyo.ac.jp/** 川上,小宮山,藤井,エネルギー・資源学会論文誌, 39(4), 10-19 (2018), 川上,小宮山,藤井,電気学会論文誌B,138(5), 382-391 (2018)

0

50

100

150

200

250

300

350

2017年 2050年

石油換算

100万トン

非電力

電力

6

日本の2050年長期エネルギー需給見通し

最終エネルギー消費 一次エネルギー供給

227

85(1.0兆kWh)

155

125(1.5兆kWh)

CO280%削減シナリオ(2017年12.3億t→2050年2.4億t)：電化、脱炭素化、省エネが進展原子力の想定：40年運転+20年運転延長、新増設無し(2017：43GW→2050：21GW)

電化率：27%(2017)→45%(2050) ;電動自動車拡大、ヒートポンプ技術拡大省エネ：10%省エネ進展 ;人口減少、エネルギー利用高効率化再エネ電源比率：16%(2017)→77%(2050) ;自然変動電源比率：6%→60%

312280

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100

200

300

400

500

600

2017 2050

石油換算

100万トン 輸入水素

再エネ

原子力

天然ガス

石油

石炭

0

500

1000

1500

2000

2017 2050

10億

kWh

NAS/Li-ion電池等揚水

他再エネ

風力(洋上)風力(陸上)太陽光

一般水力

水素

石油

LNG

石炭

原子力

電源構成(発電量)

再エネ石油

石炭

天然ガス

LNG

石炭

風力(洋上)風力

(陸上)

太陽光

原子力

水素

7

電力需給運用(2050年)再エネ大量導入→電力需要・供給バランス維持の困難化→電力供給が需要を大きく上回る時間帯での技術的対応強化が必要

再エネ余剰電力を利活用した技術イノベーション、ビジネスモデル構築が重要(電力貯蔵、水素、合成燃料製造、メタネーション、 DAC(Direct Air Capture)等)

-60

-40

-20

0

20

40

60

80

100

風力抑制

PV抑制他地域受電

Li-ion電池NAS電池揚水

蓄熱

洋上風力

陸上風力

PVアンモニア

水素

バイオマス

石油

LNG汽力LNG複合石炭

一般水力

地熱

原子力

他地域送電

FIRES(in)水電解

EV充電Li-ion電池(in)NAS電池(in)揚水(in)需要

GW

風力

太陽光

蓄熱

蓄電

2050年5月の電力需給運用(関東、1ヶ月間1時間値)

日本の原子力発電の展望

気候変動問題は2100年以降も見据えた長期的視点での対策が必要2050年以降の21世紀後半における日本の原子力の位置づけに関する検討も重要

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2020 2030 2040 2050 2060 2070 2080 2090 2100

原子力設備容量

[GW

]

60年運転 80年運転＊計画段階の原子炉は含めていない

電力システム改革 市場環境の変化は、原子力にどのような影響を及ぼしうるか？

実需給と取引時期の関係

課題 １年以上前 数ヶ月～１日前 直前

経済合理的な電力供給体制と競争的な小売市場の実現

中長期的な供給力(ｋＷ)の確保と系統運用者による調整力の適切な調達

エネルギーミックスと整合的な電源構成を通じた温暖化目標の達成

ベースロード電源市場/先渡市場

スポット市場

１時間前市場

需給調整市場（リアルタイム市場）

容量市場（容量メカニズム）

非化石価値取引市場

調整力公募

移行

：今後整備すべき市場

※新市場における取引の時期については、今後の検討によって変動しうる。

基盤となる連系線利用ルール

先物市場

確保した電源の最適運用

(出所) 経済産業省 資源エネルギー庁9

[GW]

10

電力基幹系統を考慮した最適電源構成モデル

発電・需要ノードの地理的分布

分析手法： 線形計画法

• 目的関数：固定費(発電・電力流通設備)＋燃料費(火力・原子力)＋電力貯蔵設備運用費

• 制約条件：同時同量制約、発電出力制約(定検パターンを考慮)、供給予備力制約、負荷追従制約、最低出力制約（火力・原子力）、送電容量制約、電力貯蔵設備制約、設置可能容量制約、SNSP制約など

• 全量メリットオーダー取引、連系線間接オークションを想定

地理的解像度：• 352母線、441本の基幹送電線 (沖縄除く)

時間解像度：• 10分値以上で任意選択可能• 6時点/時間×24時間/日×365日= 52,560 時点 / 年

発電設備：石炭, ガス複合, ガス汽力, 石油, 原子力, 水力,地熱 , バイオマス, 海洋, 太陽光, 風力

電力貯蔵設備：揚水, NAS電池(長周期変動用), Li-ion電池(短周期変動用)

＊計算規模：10分値での分析の場合、制約条件数：3.7億本、内生変数2.6億個

Reference: Komiyama, R., Fujii, Y., Renewable Energy, 139(8), 1012-1028 (2019)Komiyama, R., Fujii, Y., Energy Policy, 101(2), 594-611 (2017)

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電力価格(エリア価格)

-2.0

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基準 再エネ3割 再エネ4割

[円/kWh]

[時間]

北海道

8760 -5.0

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15.0

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基準 再エネ3割 再エネ4割

[円/kWh]

[時間]

東北

8760

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15.0

20.0

25.0

基準 再エネ3割 再エネ4割

[円/kWh]

[時間]

九州

8760

再エネ比率拡大につれ、北海道、東北等で電力価格が低下する時間帯が増加・再エネ4割ケース：北海道で年間3000時間、九州で年間1500時間で価格がゼロ電力設備の新規投資・維持費用の回収が困難化することを示唆

再エネ電力比率のシナリオ： 再エネ2割(基準)、再エネ3割、再エネ4割

再エネ大量導入下での電源の収益性

再エネ大量導入→卸電力価格の低下・火力/原子力稼働率の低下→火力/原子力の収益低下、投資回収の困難化容量市場、需給調整市場の役割が重要に

【LNG複合】 スポット市場のみでの投資回収は困難 (固定費：年間6千～1万2千円)【石炭火力・原子力】 再エネ3割ケースで、大半の容量がスポット市場のみでの投資回収が困難化 (石炭固定費：年間1万5千～2万5千円、原子力固定費：年間2万2千～3万7千円)

LNG複合 石炭火力 原子力

-1,000

0

1,000

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4,000

5,000

6,000

0 20 40 60 80 100

利益

(円/k

W/年

)

設備容量(累積)(100万kW)

基準

再エネ3割

再エネ4割

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

0 20 40 60

利益

(円/k

W/年

)

設備容量(累積)(100万kW)

基準

再エネ3割

再エネ4割

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

0 10 20 30 40 50利益

(円/k

W/年

)設備容量(累積)(100万kW)

基準

再エネ3割

再エネ4割

【火力、原子力の電力市場からの収入】

原子力の新たなエネルギー市場戦略

原子力はベースロード電源としての価値(kWh価値)以外にも多様な価値を保有

供給信頼度 (kW価値)出力調整能力 (ΔkW価値)非化石価値 (ゼロエミ価値)原子力多目的利用 (熱・水素製造等)

原子力の多様な潜在的機能の活用→ 市場競争力の向上が必要

現在 将来

kWh kWh

ΔkWkW

CO2

熱,水素等

原子力の価値

13

14

† MITのホームページよりダウンロード可能：http://energy.mit.edu/publication/future-nuclear-power-low-carbon-world-need-dispatchable-energy/

MIT-日本共同研究レポート†

“MIT-Japan Study Future of Nuclear Power in a Low-Carbon World: The Need for Dispatchable Energy”(2017年9月)*MIT、東工大、東京大、JAEA、エネ経研、エネ総工研が参加

原子力・変動型再エネ(PV、風力)の共存戦略• 原子力・再エネの柔軟性を高める技術開発(新型炉、熱な

ど多様なキャリアの貯蔵・利用技術)• 原子力、再エネのベストミックス分析

政策支援、制度設計• エネルギー貯蔵技術(電力、熱)への適切な政策支援• 再エネ技術等への過剰な補助金の是正• 電力市場の適切な制度設計(容量メカニズム)

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ゼロエミッション型エネルギーシステムIntegrated Energy Network

原子力・再エネの共存戦略

原子力発電→ベースロード電源

再エネ拡大、卸電力価格の低下・変動→ベースロード運転だけでは原子力の価値の最大限の発揮は困難

原子力・再エネを電力系統で共存させる技術開発が重要に

原子力・再エネによる多様なエネルギーキャリアの生産と部門横断的利用多様なエネルギーキャリアの生産、転換、流通、貯蔵、利用技術 (熱, 水素, ﾒﾀﾉｰﾙ, ｱﾝﾓﾆｱ等)

• 電化の低い産業部門、貨物輸送部門等での利用 (出所)“MIT-Japan Study Future of Nuclear Power in a Low-Carbon World: The Need for Dispatchable Energy” (2017)

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出力

時間

原子力(電気)

再エネ

熱貯蔵熱供給(産業ﾌﾟﾛｾｽ等)

原子力(熱)

電気

火力＋ＣＣＳ

再エネ電気(ピーク)

再エネ電気(ベースロード)

電力負荷出力

時間

原子力(電気)

再エネ

熱貯蔵

火力＋ＣＣＳ

再エネ電気(ピーク)

再エネ電気(ベースロード)

電力負荷

熱供給(産業ﾌﾟﾛｾｽ等)

電気

原子力・再エネの共存戦略(熱利用)電力技術のみでの再エネ導入策(バッテリー、系統増強)→電力コスト増大の可能性熱貯蔵、利用技術の活用→電力を熱で安価に貯蔵原子炉：ベースロード運転継続＋熱による電気出力調整、再エネ：出力抑制無し

• 貯蔵した高温熱→化学産業・製造業での多目的利用→ボイラ等の化石燃料、CO2削減に貢献• 卸電力価格の低下→蓄熱・熱利用、卸電力価格の上昇→放熱・電気変換

⇒ 電力市場での原子力の経済性向上

原子炉の熱出力および電気出力一定 原子炉の熱出力一定のまま電気出力調整

原子炉の熱の一部を蓄熱、利用

系統電力⇒熱に変換、蓄熱

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原子力の潜在的な負荷追従機能(FPO機能*)の活用

日間負荷追従運転

100% 100%

50%

0 3 9 12 24

出力

時間

100

出力

時間

95

90

出力調整パターン例(日間負荷追従運転)

出力調整パターン例(AFC運転)

中央給電指令所からの出力調整指令(短周期：数分～10数分)で運転分オーダーでの自動周波数調整運転(AFC)、より短周期のガバナーフリー運転(GF)も技術的に可能

• 過去には国内でも実証試験が行われ、基本的な性能確認

昼夜などの送電系統の負荷変化に応じて、運転タービンへの蒸気流量を直接的、間接的に制御→出力抑制(50%抑制)

原子力は運転費に占める燃料費の割合が低い→ベースロード運転で運用再エネ大量導入下→出力調整運転（負荷追従運転）へのニーズ上昇

• 火力機並みの負荷変化に対応できる潜在的な制御性能例：米国(URD)、欧州(EUR)

• 負荷遮断時の運転継続能力(所内単独運転)→系統復旧のレジリエンス

原子力・再エネの共存戦略(負荷追従)

*FPO(Flexible Power Operations)

AFC運転(Automatic Frequency Control)、GF運転(Governor Free Control)

例：高温ガス炉(HTGR)優れた安全性、原子力の多目的利用(電力,熱,水素等)、Pu利用、再エネ親和性(負荷変動を吸収)

SMRの意義と課題技術の継承、原子力産業発展への期待、電力システム分散化(Decentralization)規模の経済性(量産効果を期待できるか？)、CO2削減(大量導入できなければ効果は限定的？)

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小型炉 (Small Module Reactor: SMR)

小型炉 大型炉

建設コスト 投資リスク低減(数百億円/基) 建設コストの高騰

建設工程 建設期間や投資回収期間の短期化 建設期間の長期化リスク(米国、欧州等)

安全性 パッシブ系による安全性向上 (受動的安全性)

安全対策コスト上昇

事故リスク対応 事故時の避難対策エリアが限定的、需要地近接立地

避難対策エリアが広大

エネルギーセキュリティと原子力の役割

原油価格の不確実性

石油需要の低迷、米シェール急増、原油価格の伸び悩み

• 石油の上流開発投資の抑制→将来の石油危機発生の火種に

• 中東等産油国の石油収入減少、中東情勢流動化のリスク

原油価格(2050年) → 最大200ドル/バレル超えの可能性

(出所) EIA/DOE, Annual Energy Outlook 2018より作成

原子力のエネルギーセキュリティへの貢献

エネルギー価格高騰の抑制

短期・長期での燃料備蓄効果、燃料供給途絶時への対応

核燃料サイクルによる資源の有効利用

化石燃料の安定調達への対応

• 2018年、中国が日本を抜いてアジア最大の天然ガス輸入国に→天然ガス安定調達が重要な課題に

• 2040年の世界の天然ガス需要*⇒現状比5割増加 (LNG換算27億t(2017)⇒39億t(2040))

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High Price

Reference

Low Price

原油価格見通し(ブレント原油)

*BP Energy Outlook 2019 <https://www.bp.com/content/dam/bp/business-sites/en/global/corporate/pdfs/energy-economics/energy-outlook/bp-energy-outlook-2019.pdf>

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原子力技術開発の方向性：

従来からのニーズ(安全性/経済性/持続可能性/核拡散抵抗性)に加え、新たなニーズ(再エネ、レジリエンス)に適合した原子力技術開発も必要

再エネ大量導入への適合、原子力・再エネ共存の実現

• 原子炉の負荷追従機能の向上(熱貯蔵、水素貯蔵、負荷追従運転等)

大規模停電リスクへの対応、電力システムのレジリエンス強化

• 原子炉の自律運転機能の強化、ブラックアウトスタートへの対応等

結語

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